Baixe Projeto Mecânico de Tubulações Industriais - Norma Petrobras e outras Manuais, Projetos, Pesquisas em PDF para Engenharia Mecânica, somente na Docsity!
PROPRIEDADE DA PETROBRAS 50 páginas, Índice de Revisão e GT
PROJETO MECÂNICO DE
TUBULAÇÕES INDUSTRIAIS
Procedimento
Esta Norma substitui e cancela a sua revisão anterior. Cabe à CONTEC - Subcomissão Autora, a orientação quanto à interpretação do texto desta Norma. O Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma é o responsável pela adoção e aplicação dos seus itens.
CONTEC
Comissão de Normalização Técnica
Requisito Técnico : Prescrição estabelecida como a mais adequada e que deve ser utilizada estritamente em conformidade com esta Norma. Uma eventual resolução de não segui-la ("não-conformidade" com esta Norma) deve ter fundamentos técnico-gerenciais e deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada pelos verbos: “dever”, “ser”, “exigir”, “determinar” e outros verbos de caráter impositivo.
Prática Recomendada : Prescrição que pode ser utilizada nas condições previstas por esta Norma, mas que admite (e adverte sobre) a possibilidade de alternativa (não escrita nesta Norma) mais adequada à aplicação específica. A alternativa adotada deve ser aprovada e registrada pelo Órgão da PETROBRAS usuário desta Norma. É caracterizada pelos verbos: “recomendar”, “poder”, “sugerir” e “aconselhar” (verbos de caráter não-impositivo). É indicada pela expressão: [Prática Recomendada].
SC - 17
Cópias dos registros das “não-conformidades” com esta Norma, que possam contribuir para o seu aprimoramento, devem ser enviadas para a CONTEC - Subcomissão Autora.
As propostas para revisão desta Norma devem ser enviadas à CONTEC - Subcomissão Autora, indicando a sua identificação alfanumérica e revisão, o item a ser revisado, a proposta de redação e a justificativa técnico-econômica. As propostas são apreciadas durante os trabalhos para alteração desta Norma.
Tubulação
“A presente Norma é titularidade exclusiva da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS, de uso interno na Companhia, e qualquer reprodução para utilização ou divulgação externa, sem a prévia e expressa autorização da titular, importa em ato ilícito nos termos da legislação pertinente, através da qual serão imputadas as responsabilidades cabíveis. A circulação externa será regulada mediante cláusula própria de Sigilo e Confidencialidade, nos termos do direito intelectual e propriedade industrial.”
Apresentação As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas por Grupos de Trabalho
- GTs (formados por especialistas da Companhia e das suas Subsidiárias), são comentadas pelas Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias, são aprovadas pelas Subcomissões Autoras - SCs (formadas por técnicos de uma mesma especialidade, representando as Unidades da Companhia e as suas Subsidiárias) e homologadas pelo Núcleo Executivo (formado pelos representantes das Unidades da Companhia e das suas Subsidiárias). Uma Norma Técnica PETROBRAS está sujeita a revisão em qualquer tempo pela sua Subcomissão Autora e deve ser reanalisada a cada 5 anos para ser revalidada, revisada ou cancelada. As Normas Técnicas PETROBRAS são elaboradas em conformidade com a norma PETROBRAS N - 1. Para informações completas sobre as Normas Técnicas PETROBRAS, ver Catálogo de Normas Técnicas PETROBRAS.
SUMÁRIO
1 OBJETIVO
1.1 Esta Norma fixa as condições exigíveis para a execução do projeto mecânico de tubulações industriais em unidades industriais, compreendendo instalações de exploração e produção em instalações terrestres, áreas de utilidades e de processo, parques de armazenamento, bases de armazenamento e terminais (incluindo estações de bombeamento, compressão e medição, estações de tratamento de efluentes) em áreas fora de refinarias, utilizando como referência as normas ASME B31.3, B31.4 e B31.8, além da norma ISO 15649, onde aplicável e em conformidade com a Tabela 1 da norma PETROBRAS N-1673.
1.2 Esta Norma não se aplica a tubulações que pertençam a sistemas de instrumentação e controle, sistemas de despejos sanitários, sistemas de drenagem industrial, sistemas de caldeiras de vapor. Também não se aplica a instalações marítimas, oleodutos e gasodutos, tubulações pertencentes a equipamentos fornecidos pelo sistema de pacote (compactos), exceto se definido de forma diferente pela PETROBRAS. Para instalações em plataformas marítimas de produção, além das recomendações da norma ASME B31, devem ser seguidas às recomendações da norma API RP 14E.
1.3 Esta Norma se aplica a projetos para a PETROBRAS, iniciados a partir da data de sua edição.
1.4 Esta Norma contém Requisitos Técnicos e Práticas Recomendadas.
2 DOCUMENTOS COMPLEMENTARES
Os documentos relacionados a seguir contêm prescrições válidas para a presente Norma.
PETROBRAS N-42 - Projeto de Sistema de Aquecimento Externo de Tubulação, Equipamento e Instrumentação, com Vapor; PETROBRAS N-46 - Vãos Máximos entre Suportes de Tubulação; PETROBRAS N-58 - Símbolos Gráficos para Fluxogramas de Processo e de Engenharia; PETROBRAS N-59 - Símbolos Gráficos para Desenhos de Tubulação; PETROBRAS N-75 - Abreviaturas para os Projetos Industriais; PETROBRAS N-76 - Materiais de Tubulação para Instalações de Refino e Transporte; PETROBRAS N-105 - Espaçamento entre Tubos; PETROBRAS N-108 - Suspiros e Drenos para Tubulações e Equipamentos; PETROBRAS N-115 - Montagem de Tubulações Metálicas; PETROBRAS N-116 - Sistemas de Purga de Vapor em Tubulações; PETROBRAS N-118 - Filtro Temporário e Filtro Gaveta para Tubulação; PETROBRAS N-120 - Peças de Inserção entre Flanges; PETROBRAS N-250 - Montagem de Isolamento Térmico a Alta Temperatura; PETROBRAS N-550 - Projeto de Isolamento Térmico a Alta Temperatura; PETROBRAS N-553 - Centrifugal Pumps for General Refinery Service; PETROBRAS N-858 - Construção, Montagem e Condicionamento de Instrumentação; PETROBRAS N-894 - Projeto de Isolamento Térmico a Baixa Temperatura; PETROBRAS N-896 - Montagem de Isolamento Térmico a Baixa Temperatura;
PETROBRAS N-1522 - Identificação de Tubulações Industriais; PETROBRAS N-1645 - Critérios de Segurança para Projeto de Instalações Fixas de Armazenamento de Gás Liqüefeito de Petróleo; PETROBRAS N-1647 - Material para Tubulação - Folha de Padronização; PETROBRAS N-1673 - Critérios de Cálculo Mecânico de Tubulação; PETROBRAS N-1674 - Projeto de Arranjo de Refinarias de Petróleo; PETROBRAS N-1692 - Apresentação de Projetos de Detalhamento de Tubulação; PETROBRAS N-1693 - Critério para Padronização de Material de Tubulação; PETROBRAS N-1758 - Suporte, Apoio e Restrição para Tubulação; PETROBRAS N-1882 - Critérios para Elaboração de Projetos de Instrumentação; PETROBRAS N-1931 - Material de Tubulação para Instrumentação; PETROBRAS N-2022 - Detalhes de Instalação de Instrumentos de Pressão; PETROBRAS N-2543 - Shaft Sealing Systems for Centrifugal and Rotary Pumps; ISO 15649 - Petroleum and Natural Gas Industries - Piping; API RP 14E - Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems; API RP 520 - Sizing, Selection and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries; API RP 551 - Process Measurement Instrumentation; API RP 553 - Refinery Control Valves; API STD 610 - Centrifugal Pumps for Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries; API STD 611 - General-Purpose Steam Turbines for Refinery Services; API STD 612 - Special-Purpose Steam Turbines for Petroleum, Chemical, and Gas Industry Services; API STD 614 - Lubrication, Shaft-Sealing, and Control-Oil Systems and Auxiliaries for Petroleum, Chemical and Gas Industry Services; API STD 617 - Axial and Centrifugal Compressors and Expander-Compressors for Petroleum, Chemical, and Gas e Industry Services; API STD 682 - Pumps - Shaft Sealing Systems for Centrifugal and Rotary Pumps ; ASME B1.20.1 - Pipe Threads, General Purpose (Inch); ASME B16.11 - Forged Fittings, Socket-Welding and Threaded; ASME B31.3 - Process Piping; ASME B31.4 - Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids; ASME B31.8 - Gas Transmission and Distribution Piping Systems; ASME B36.10 - Welded and Seamless Wrought Steel Pipe; ASME B36.19 - Stainless Steel Pipe; NEMA SM 23 - Steam Turbines for Mechanical Drive Service.
3 DEFINIÇÕES
Para propósito desta norma são adotadas as definições indicadas nos itens 3.1 a 3.17.
3.9 Sistema de Tubulação
Conjunto de tubulações usadas para conduzir fluidos, interligadas entre si e/ou a equipamentos estáticos ou dinâmicos e sujeitas às mesmas condições de projeto (temperatura e pressão).
3.10 Taxa de Corrosão
Número que indica a perda de espessura da tubulação ocorrida em determinado período de tempo em um ponto ou conjunto de pontos de controle e expressa em mm/ano.
3.11 Tubulação
Conjunto de tubos e acessórios (válvulas, flanges, curvas, conexões, etc.) destinados ao transporte de fluidos de processo ou de utilidades.
3.12 Tubulações de Processo (Linha “On Site”)
Tubulação que interliga sistemas de tubulação ou equipamentos no espaço físico definidos pelas unidades de processo, normalmente delimitadas pelo limite da bateria.
3.13 Tubulações de Transferência (Linhas “Off-Site”)
Tubulações que interligam sistemas de tubulação ou equipamentos no espaço físico fora das unidades de processo.
3.14 Tubulações de Utilidades
Tubulações que transportam fluidos auxiliares, necessários ao processo e armazenamento.
3.15 Tubulações de Pequeno Diâmetro (TPD)
Tubulações de instalações industriais de diâmetro nominal igual ou inferior a 1 1/2”; compreendendo as linhas de processo, linhas auxiliares de máquinas e linhas de instrumentação.
3.16 Serviços Críticos ou Perigosos
Para fins desta Norma, entende-se como serviços críticos ou perigosos aqueles em que há perigo de explosão, auto-ignição, fogo e/ou toxidade ambiental, nos casos de vazamentos. As alíneas a seguir, são exemplos de sistemas de tubulação nestas condições, mas não limitados a estes sistemas de tubo:
a) linhas conduzindo fluidos com concentração de H 2 S superior a 3 % em peso; b) linhas com fluidos em pressão parcial de H 2 superior a 441 kPa (4,5 kgf/cm^2 ); c) linhas de solução DEA, MEA ou soda cáustica, contaminadas ou não; d) linhas com fluidos líquidos inflamáveis em temperatura de operação igual ou superior a temperatura de “flash” ou de auto-ignição; e) linhas de gás inflamável: gás residual de processo, GLP, gás combustível, gás natural e gás para tocha;
f) linhas com produto tóxico “categoria M” da norma ASME B31.3; g) linhas de hidrocarbonetos e produtos químicos conectadas a máquinas alternativas; h) linhas de hidrocarbonetos e produtos químicos com elevado nível de vibração; i) linhas de hidrocarbonetos e produtos químicos, em temperatura de trabalho superior a 260 ºC ou pressão de trabalho superior a 2 000 kPa (20 kgf/cm^2 ); j) linhas de hidrocarbonetos e produtos químicos com sobreespessura de corrosão ou erosão acima de 3,2 mm; k) linhas de hidrocarbonetos e produtos químicos sujeitas a corrosão sob tensão; l) linhas de hidrocarbonetos e produtos químicos que atingem temperaturas abaixo de 0 ºC, em caso de vazamento, devido à despressurização súbita à pressão atmosférica.
3.17 CCT
Conexões a compressão para tubo (“tubing”).
4 CONDIÇÕES GERAIS
4.1 Responsabilidades da Projetista
4.1.1 A projetista deve sempre assumir a total responsabilidade sobre o projeto e elaborar desenhos detalhados, cálculos e todos os demais documentos que constituem o projeto. É de exclusiva responsabilidade da projetista a estrita observância de todas as prescrições aplicáveis desta Norma, bem como de todas as disposições legais que possam afetar o projeto mecânico de tubulações industriais. Devem também ser seguidas pela projetista todas as exigências das normas específicas para cada uma das unidades industriais citadas no item 1.1.
4.1.2 Para parques de armazenamento de GLP, devem ser consideradas adicionalmente as prescrições da norma PETROBRAS N-1645.
4.1.3 A liberação ou aceitação, total ou parcial, do projeto por parte da PETROBRAS em nada diminui a responsabilidade da projetista pelo projeto.
4.2 Apresentação do Projeto
O projeto deve ser apresentado como determinado pela norma PETROBRAS N-1692.
4.3 Materiais
4.3.1 Devem ser adotadas no projeto, as padronizações de material de tubulação, da norma PETROBRAS N-76, cujas abrangências devem estar definidas na norma PETROBRAS N-1693.
4.3.7 Deve ser evitado o uso de tubulações com os seguintes diâmetros nominais: 1/4”, 3/8”, 3 1/2” e 5”. Permitem-se pequenos trechos de tubo ou acessório, para conectar diretamente em equipamentos. O diâmetro nominal de 2 1/2” deve ser usado somente para sistemas de água de incêndio.
4.3.8 As espessuras de paredes dos tubos de aço devem ter os valores padronizados pelas normas ASME B36.10 e ASME B36.19, constantes das normas PETROBRAS N-76 e N-1693.
4.3.9 Para evitar dificuldades na aquisição de válvulas ou conexões, as tubulações de grande diâmetro devem ter os seguintes diâmetros normais: 20”, 24”, 30”, 36”, 42”, 48”, 54” e 60”. [Prática Recomendada]
4.4 Critérios de Cálculo
Os cálculos mecânicos do projeto de tubulações devem obedecer aos critérios da norma PETROBRAS N-1673.
4.5 Identificação de Tubulações
Todas as tubulações devem receber um código de identificação de acordo com a norma PETROBRAS N-1522, exceto se definido de forma diferente pela PETROBRAS. A identificação de cada tubulação deve figurar obrigatoriamente, em destaque, em todos os desenhos (tais como: fluxogramas, plantas e isométricos), listas, folhas de dados e demais documentos do projeto nas quais a referida tubulação aparecer ou estiver citada.
4.6 Coordenadas e Elevações
4.6.1 Todas as construções, equipamentos e tubulações, bem como arruamentos, limites de terreno, limites de área e quaisquer outras informações relevantes de situação devem ser locados nos desenhos por coordenadas referidas a um sistema de 2 eixos ortogonais denominados “Norte-Sul de Projeto” e “Leste-Oeste de Projeto”. Nos projetos de ampliação de unidades existentes deve ser utilizado o mesmo sistema de coordenadas do projeto inicial. Em instalações flutuantes, tais como: plataformas e navios, as coordenadas podem ser referidas a proa, popa, bombordo e boreste.
4.6.2 Salvo indicação em contrário, as elevações básicas de pisos, bases de equipamentos e estruturas devem estar de acordo com a norma PETROBRAS N-1674.
4.7 Isolamento Térmico
4.7.1 O projeto e a instalação do isolamento térmico de tubulação devem obedecer às normas PETROBRAS N-250, N-550, N-894 e N-896.
4.7.2 As tubulações com isolamento térmico devem ser indicadas conforme as normas PETROBRAS N-58 e N-59, na Folha de Dados de tubulação e nos documentos de projeto necessários.
4.8 Aquecimento Externo
O projeto para aquecimento externo de tubulações deve ser conforme a norma PETROBRAS N-42.
4.9 Fabricação e Montagem
A fabricação e a montagem de tubulações devem estar de acordo com a norma PETROBRAS N-115.
5 DISPOSIÇÃO GERAL DAS TUBULAÇÕES
5.1 O arranjo das tubulações deve ser o mais econômico, levando-se em conta as necessidades de processo, montagem, operação, segurança e facilidades de manutenção. Deve ser prevista a possibilidade de ampliação futura nos arranjos de tubulação, reservando-se espaço para esse fim.
5.2 Como regra geral, as tubulações devem ser instaladas acima do nível do solo.
5.2.1 Em terminais, parques de armazenamento e bases de provimento, permitem-se o uso de tubulações enterradas. A projetista deve avaliar o auto benefício desta solução, levando também em consideração os requisitos de segurança.
5.2.2 Em refinarias, unidades de processamento em geral e em indústrias petroquímicas, permitem-se tubulações enterradas somente para drenagem e para linhas de incêndio dentro de unidades de processo.
5.2.3 Tubulações com isolamento térmico ou com aquecimento, em princípio não devem ser enterradas. Caso seja imprescindível, devem ser tomados cuidados quanto à preservação do aquecimento, garantindo a integridade do isolamento e permitindo a dilatação térmica.
5.3 A altura mínima, acima do solo ou de um piso, para qualquer tubulação não subterrânea, dentro ou fora de áreas de processo, deve ser de, no mínimo, 300 mm, medidos a partir de geratriz inferior externa dos tubos. Essa altura deve ser sempre aumentada, quando necessário, para a instalação de acessórios na parte inferior dos tubos, como, por exemplo, botas para recolhimento de condensado e drenos com válvulas.
5.4 Devem ser evitadas as tubulações dentro de canaletas. Permite-se esse tipo de construção para linhas de drenagem, de água de resfriamento e de despejos, dentro de unidades de processo, e para linhas de sucção de máquinas, quando não houver outra alternativa viável.
a) 800 mm x 300 mm - espaço total para dutos de instrumentação elétrica; b) 1 000 mm x 300 mm - interligações aéreas elétricas para iluminação e alimentação de cargas.
5.10.1 Deve ser previsto, nas tubovias em geral, espaço de 25 % da sua largura para ampliação futura.
5.10.2 Para cada projeto e para cada caso as dimensões finais das tubovias devem ser aprovadas pela PETROBRAS.
5.11 O espaçamento entre tubulações paralelas deve ter, no mínimo, os valores dados na norma PETROBRAS N-105, devendo-se levar em conta os deslocamentos que as tubulações possam ter em conseqüência das dilatações térmicas.
5.12 No caminhamento das tubulações deve ser prestada especial atenção aos casos em que haja alguma exigência de processo, tais como: declividade constante, ausência de pontos altos e mínimo de perda de carga.
5.13 O arranjo de toda tubulação deve ser feito prevendo-se acesso rápido e seguro aos equipamentos, válvulas e instrumentos, tanto para a manutenção como para operação (ver FIGURA A-3, referência 13). As tubulações e suportes devem ser locados de forma a permitirem a fácil desmontagem e retirada de todas as peças que forem desmontáveis.
5.14 Sempre que possível todos os bocais de descarga de grupos de bombas devem estar no mesmo alinhamento.
5.15 As curvas de expansão devem ser colocadas em elevação superior à tubulação (espaciais), exceto quando não for permitido por motivo de processo (linhas com declive constante, fluxo em 2 fases e algumas linhas de sucção de bombas). Devem ser evitadas as curvas de expansão no plano vertical.
5.16 Todas as tomadas de utilidades, óleo de lavagem e “flushing”, bem como as linhas de válvulas de segurança devem ser instalada no topo da linha-tronco (ver item 5.21).
5.17 As mudanças de direção devem obedecer aos requisitos apresentados nos itens 5.17.1 a 5.17.5.
5.17.1 As mudanças de direção das tubulações devem ser feitas com o uso de curvas, joelhos, tês, cruzetas ou podem ser feitas por curvamento do próprio tubo. O uso de tê flangeado deve ser minimizado.
5.17.2 O curvamento dos tubos deve ser feito segundo os requisitos da norma PETROBRAS N-115.
5.17.3 Para o curvamento de tubos utilizando método convencional, o raio de curvatura médio deve ser, no mínimo, 5 vezes o diâmetro nominal do tubo. Para o curvamento de tubos pelo método de indução por alta freqüência, podem ser utilizados raios de curvatura médios de até 1,5 vez o diâmetro nominal, dependendo do procedimento de execução a ser aprovado pela PETROBRAS. [Prática Recomendada]
5.17.4 As curvas em gomos devem ser projetadas segundo a norma ASME B31.3.
5.17.5 Em todos os casos acima, quando a curva não for a de raio longo, deve ser indicado nos desenhos qual foi a curva usada.
5.18 O emprego de flanges deve ser minimizado, permitindo-se normalmente apenas para ligações a válvulas, vasos, tanques, bombas ou outros equipamentos. Podem ser flangeadas as tubulações que necessitem de desmontagem freqüente para limpeza ou inspeção e as tubulações com revestimento interno.
5.19 As tubulações com isolamento térmico devem obrigatoriamente ser providas de patins ou berços (ver item 11.10.3), para a proteção do isolamento térmico, qualquer que seja o material, o diâmetro ou o serviço da tubulação (ver FIGURA A-3, referência 7).
5.20 Todos os flanges devem ser colocados de forma que a vertical ou as linhas Norte-Sul de projeto passem pelo meio do intervalo entre 2 furos (ver FIGURA A-4).
5.21 Recomenda-se que, para tubulações de diâmetros iguais ou superiores a 30”, conduzindo líquido ou sujeitas a esforços dinâmicos ou ainda cuja perda de carga seja crítica , as derivações sejam feitas a 45° com o sentido de fluxo. [Pratica Recomendada]
6 ARRANJO DE TUBULAÇÕES CONECTADAS A EQUIPAMENTOS
6.1 Condições Gerais
6.1.1 Nas tubulações de entrada de qualquer máquina (tais como bombas, turbinas e compressores) deve ser previsto um filtro temporário, de acordo com a norma PETROBRAS N-118, exceto quando houver um filtro permanente na tubulação. A instalação do filtro temporário deve ser de forma que permita a sua fácil colocação e retirada.
6.1.2 As forças e os momentos causados pela tubulação sobre os bocais de qualquer máquina (devido à dilatação térmica, peso próprio ou de qualquer outra origem), devem ficar abaixo dos limites admissíveis fornecidos pelos fabricantes dessas máquinas. Os valores dados nas normas API STD 610, API STD 611, API STD 612, API STD 617 e NEMA SM 23, podem ser tomados com uma indicação preliminar, devendo-se observar entretanto que a utilização dessas normas só é possível para as máquinas projetadas e construídas de acordo com todas as exigências dessas mesmas normas.
d) bombas com recalque para um nível estático mais elevado ou bombas em paralelo recalcando para uma mesma linha-tronco: colocação obrigatória de uma válvula de retenção junto ao bocal de saída de cada bomba, além da válvula de bloqueio na alínea c).
6.2.6 Cuidados especiais devem ser tomados em tubulações ligadas ás bombas alternativas, com o intuito de prevenir vibrações indesejáveis aos sistemas.
6.2.7 Quando o bocal da bomba for de diâmetro menor do que a tubulação ligada ao bocal, recomenda-se o uso da TABELA 2 para o dimensionamento das válvulas junto à bomba. [Prática Recomendada]
TABELA 2 - DIMENSIONAMENTO DAS VÁLVULAS
Bocal Diâmetro Nominal do Bocal Diâmetro Nominal da Válvula
Um diâmetro nominal menor que a linha O mesmo da linha
Sucção 2 ou mais diâmetros nominais menores do que a linha
Um diâmetro nominal menor que a linha
Descarga Menor que a linha
Um diâmetro nominal maior que o bocal
6.2.8 Quando a tubulação de sucção for de diâmetro maior do que o bocal de entrada da bomba, a redução colocada junto à bomba deve ser de acordo com as FIGURAS A-5 e A-6.
6.2.9 Os ramais para 2 ou mais bombas que operam em paralelo, succionando da mesma linha-tronco, bem como para as bombas centrífugas tipo sucção dupla, devem ser os mais simétricos possíveis, com a mesma perda de carga, de forma a evitar o fluxo preferencial por um ramal.
6.2.10 Para sistemas operando a temperaturas superiores a 300 °C, a bomba reserva deve ser mantida aquecida através de recirculação do fluido, conforme esquema mostrado na FIGURA A-7.
6.2.11 Para bombas de deslocamento positivo deve ser previsto by-pass com válvula de alívio na descarga com a capacidade de vazão da bomba.
6.2.12 As tubulações de descarga de bombas dosadoras devem atender aos requisitos estabelecidos pelo fabricante.
6.3 Tubulações Ligadas a Turbinas
6.3.1 São aplicáveis as mesmas exigências e recomendações dos itens 6.2.1 e 6.2.2, na FIGURA A-8 está apresentado um esquema típico.
6.3.2 A tubulação de entrada de vapor na turbina deve, de preferência, ser vertical, com fluxo descendente.
6.3.3 Deve ser instalado um sistema de alívio de pressão, na tubulação de saída da turbina, e antes de qualquer válvula. Esse sistema de alívio não é necessário quando a turbina descarrega diretamente para a atmosfera.
6.3.4 Na tubulação de entrada da turbina deve ser previsto um purgador de vapor, instalado no ponto baixo, imediatamente antes da válvula de regulagem ou controle.
6.3.5 Deve ser previsto um filtro permanente na tubulação de entrada da turbina, sempre que não houver um filtro integral na própria turbina. Esse filtro deve ser colocado o mais próximo possível do bocal de entrada.
6.3.6 Quando 2 ou mais turbinas têm uma válvula de controle comum, devem ser previstas válvulas de bloqueio no bocal de entrada de cada turbina. Devem ser também previstas válvulas de bloqueio na descarga de cada turbina.
6.3.7 Deve ser previsto sistema de purga na linha de entrada de vapor mesmo que a turbina tenha purgador automático de vapor.
6.4 Tubulações Ligadas a Vasos
6.4.1 O arranjo das tubulações deve ser feito de modo que não obstrua o acesso para operação, manutenção e testes. Devem ser deixados inteiramente livres os tampos de bocas de visita e outras partes desmontáveis dos vasos. As folgas necessárias entre as tubulações e os vasos, devem ser como mostram as FIGURAS A-3 e A-9.
6.4.2 Para vasos verticais, os bocais conectados a tubulações e instrumentos devem ser agrupados, preferencialmente, em 1 ou 2 setores convenientemente escolhidos no costado do vaso.
6.4.3 Todas as válvulas devem ser acessíveis para operação do piso ou plataforma.
6.4.4 Os esforços exercidos pela tubulação sobre os bocais dos vasos (devido a dilatação térmica, pesos, ou de qualquer outra origem) não devem acarretar tensões superiores às admissíveis nos bocais. A análise de flexibilidade das tubulações deve considerar os deslocamentos dos bocais dos vasos devido a dilatação térmica dos vasos.
6.5 Tubulações Ligadas a Permutadores de Calor
6.5.1 São aplicáveis as mesmas exigências do item 6.4.4.
6.6.4 As tubulações ligadas ao compressor não devem transmitir esforços excessivos devido a pesos, dilatação térmica, conforme previsto no item 6.1.2. Devem ser previstas ancoragens, suportes ou juntas de expansão para minimizar os efeitos de pulsações e vibrações. Os suportes devem ser convenientemente espaçados para evitar vibrações. No caso de compressor alternativo, a base do equipamento e do acionador e os suportes das tubulações a ele ligados devem ser construídos independentemente das fundações, estrutura e cobertura. De preferência, as tubulações não devem ter suportes no bloco de base do compressor.
6.6.5 As válvulas para operação do compressor devem ser acessíveis do piso ou plataformas.
6.6.6 O condensado drenado de cada estágio de pressão deve ser recolhido em tubulações independentes. Quando houver uma tubulação única de condensado, devem ser previstos meios adequados de evitar o retorno do condensado de alta pressão para os estágios de menor pressão.
6.6.7 Devem ser previstas válvulas de segurança, com capacidade igual à do compressor, entre a descarga do compressor e a válvula de bloqueio, e nas tubulações interestágios.
6.6.8 Devem ser colocados vasos amortecedores de pulsação o mais próximo possível da descarga do compressor e, se requerido, na linha de sucção.
6.6.9 Devem ser previstos filtros na linha de sucção.
6.6.10 Devem ser previstos purgadores nos pontos baixos das linhas de distribuição de ar comprimido.
7 REQUISITOS PARA TPD EM SERVIÇOS CRÍTICOS OU PERIGOSOS
São apresentados a seguir os requisitos de projeto dos seguintes sistemas de tubulação:
a) linhas de processo, seus by-passes e alívio térmico; b) linhas auxiliares de válvulas: “flushing”, purga, by-pass e equalização; c) linhas dos sistemas auxiliares de bombas de produtos; d) linhas de instrumentação e controle, em equipamentos e tubulações.
Nota: Os drenos e suspiros instalados em tubulações devem obedecer às especificações da norma PETROBRAS N-108.
7.1 Requisitos para TPD de Processo
7.1.1 São considerados TPD de processo os seguintes sistemas de tubulação: linhas de processo, derivações, tomadas de alívio térmico e de PSVs, e, ainda, as linhas auxiliares de válvulas (“flushing”, purga, by-pass e equalização).
7.1.2 Requisitos para Padronizações de Materiais de Tubulação
7.1.2.1 Os materiais de TPD devem atender a norma PETROBRAS N-76.
7.1.2.2 Para serviços críticos ou perigosos usar tubos de condução sem costura, extremidade lisa, com diâmetro nominal mínimo de 1”, exceto para drenos e suspiros que devem ser, no mínimo, de 3/4” e para as tomadas de placa de orifícios que são de 1/2”.
7.1.3 Requisitos para Projeto Mecânico
7.1.3.1 Devem ter projeto próprio de detalhamento, com isométrico e “as built” de campo.
7.1.3.2 Os suportes tipo braçadeira devem ter a porca ponteada com solda e ser instalada uma chapa de desgaste entre o tubo e a braçadeira.
7.1.3.3 Não é permitido soldar suportes das tubulações sobre máquinas e sobre tubulações com possibilidade de vibração.
7.1.3.4 No caso de isolamento térmico das linhas de aço inoxidável, deve ser instalada uma folha de alumínio entre a linha e o isolante, para impedir a condensação da umidade presente no isolante térmico sobre o tubo.
7.2 Requisitos para TPD dos Sistemas Auxiliares de Bombas de Produto
7.2.1 Consideram-se como sistemas auxiliares de bombas, segundo a norma API 610, os seguintes serviços:
a) linhas auxiliares de processo (“auxiliary process fluid piping”); b) linhas de vapor (“steam piping”); c) linhas de água de resfriamento (“cooling-water piping”); d) linhas de óleo de lubrificação (“lubricating oil piping”).
7.2.2 Para as linhas no item 7.2.1, conforme a norma API 610, o fabricante da bomba é o responsável pelo projeto e fornecimento, dentro dos limites da base da bomba, devendo ser atendidos os requisitos do item 7.2.3 desta Norma.
7.2.3 Requisitos Gerais
7.2.3.1 Prover fácil operação e manutenção, arranjando devidamente as linhas no contorno da base da bomba, sem obstruir o acesso.
7.2.3.2 As linhas devem ter projeto próprio de detalhamento, com “as built” de campo.
